EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

1.

PRÉSENTATION DU GROUPE EDF Description des activités du Groupe

Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire 1.4.3.3 Historique (ARENH) Mis en œuvre depuis le 1 er juillet 2011, le dispositif de l’ARENH est un droit pour les fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité à EDF pour l’approvisionnement de leurs clients, après signature d’un accord-cadre, à un prix régulé et pour des volumes déterminés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ce dispositif est aussi accessible aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes. La CRE est chargée de la gestion du dispositif et du calcul des droits qu’elle notifie aux co-contractants. Ainsi, les fournisseurs qui souhaitent exercer leur droit à l’ARENH en font la demande auprès de la CRE, en transmettant les prévisions de consommation de leurs clients. Les prévisions détaillées, tout comme les droits calculés pour chaque fournisseur, ne sont connues que de la CRE et du fournisseur. Les paiements sont gérés par la Caisse des Dépôts. Le prix de l'ARENH, déterminé par les ministres chargés de l'énergie et de l'économie sur proposition de la CRE, est maintenu à 42 €/MWh depuis le 17 mai 2011. Il est réputé comprendre les certificats de capacité instaurés à compter de 2017. L'arrêté du 14 novembre 2016 fait évoluer l’accord-cadre ARENH, notamment pour intégrer des dispositions liées à la mise en œuvre du mécanisme de capacité et encadrer les modalités de résiliation anticipée par les fournisseurs. L’accord-cadre révisé restreint cette possibilité de résiliation unilatérale en ne la rendant applicable qu’aux cas de modification du prix de l’ARENH de plus de 2 %, de modification substantielle de l’accord-cadre, ou d’évolution de la réglementation relative à l’ARENH affectant substantiellement et défavorablement l’équilibre des conditions d’approvisionnement de l’Acheteur. En outre, le décret n°2017-369 du 21 mars 2017 relatif aux modalités d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique modifie certaines des dispositions de la partie réglementaire du Code de l’énergie relatives à l’ARENH, afin notamment de préciser les conditions d’application de la « clause de monotonie ». Il permet ainsi de remédier aux cas non prévus par la précédente rédaction du Code de l’énergie, à savoir les situations d’absence d’accord-cadre ou d’absence de demande ARENH pour la période précédant la période en cours. Celles-ci sont désormais considérées comme des périodes de souscription à volumes nuls. En 2017, EDF a fourni environ 82 TWh dans le cadre de l'ARENH à ses concurrents. Périmètre d’équilibre dédié 1.4.3.4 aux Obligations d’Achat et vente sur les marchés de gros EDF est acheteur obligé de l’électricité produite par les installations de production dont le Gouvernement souhaite soutenir le développement (sources d’énergies renouvelables et cogénérations présentant une efficacité énergétique). Conformément à la législation (article L. 121-7 du Code de l’énergie), les surcoûts résultant de cette obligation sont compensés à EDF sur la base d’une référence aux prix de marché de l’électricité (notion de « coût évité »). A compter du 1 er janvier 2017, les coûts de gestion de ces contrats sont également compensés. Dans sa délibération du 9 octobre 2012 relative aux charges constatées de 2011, la CRE indiquait : « En théorie, il faudrait soustraire du coût évité le coût des écarts supportés par EDF du fait de l’imprévisibilité d’une partie de la production sous obligation d’achat. Ces écarts, négligeables les années antérieures par rapport aux écarts liés à la consommation, commencent à devenir plus importants ». Avec le développement des énergies renouvelables, le coût généré par la différence entre la production prévue et celle effectivement constatée est devenu significatif. En conséquence, par délibération du 16 décembre 2014, la CRE a fait évoluer la formule de calcul des coûts évités à EDF pour couvrir ces coûts des écarts. Afin d’objectiver et d’identifier de manière indépendante ces écarts, la CRE a demandé à EDF de mettre en œuvre un périmètre d’équilibre dédié. Ce périmètre d’équilibre dédié aux installations sous contrat d'Obligation d'Achat (OA) a été mis en place le 1 er juillet 2015. La DOAAT organise désormais la vente de l’énergie produite par les installations sous contrat d’OA directement sur les marchés de l’énergie, ce qui rend la gestion de ce périmètre totalement indépendante de celle du portefeuille d’EDF. Ainsi, depuis le 4 novembre 2015, les volumes d’électricité sous OA prévisibles à court terme (la veille pour le lendemain, dits « part aléatoire des OA ») sont vendus sur EPEX Spot. Quant aux volumes prévisibles à long terme (la part dite « quasi-certaine » des OA), ils sont vendus depuis janvier 2016 par appels d’offres transparents et non discriminatoires.

L’année 2017 a été marquée par la poursuite et la finalisation des travaux relatifs à la rédaction d'un nouveau modèle national de contrat de concession menés avec les organisations nationales représentatives des autorités concédantes. Le nouveau modèle de contrat de concession a fait l’objet d’un accord le 21 décembre 2017 entre EDF, Enedis, la Fédération Nationale des Autorités concédantes et Régies (FNCCR) et France urbaine. L’activité à partir de 2018 sera marquée par les négociations dans les territoires pour renouveler les contrats de concession, notamment pour la vingtaine de concessions arrivant à échéance d’ici fin 2018. Une organisation et des outils ont été mis en place, notamment pour renouveler les contrats de concession, mobiliser les compétences tant nationales que régionales, professionnaliser les interlocuteurs EDF des concédants, élaborer et porter chaque année les comptes rendus d’activité de concession et répondre aux sollicitations de contrôle des autorités concédantes.

1.4.3

ACTIVITÉS D’OPTIMISATION

ET TRADING

Rôle et activités de la Direction 1.4.3.1

Optimisation Amont-Aval et Trading (DOAAT)

La DOAAT est en charge de la gestion de l’équilibre du portefeuille amont/aval électricité d’EDF, de l’optimisation et de la sécurisation de la marge brute électricité créée par ce portefeuille, ainsi que de la gestion des risques physiques et financiers associés. La gestion de l’équilibre offre/demande électricité se décline jusqu'au temps réel, dans le cadre fixé par les politiques de risques extrêmes et de risques prix, élaborées conformément aux directives de la Direction du Contrôle des Risques du Groupe et validées par le Comité exécutif d'EDF (voir section 2.1.2 « Risques liés aux contexte concurrentiel et général »). Les aléas climatiques sont dimensionnants pour cette gestion. Ainsi, une baisse de la température de 1 °C en hiver entraîne une hausse de la consommation d’électricité en France de l’ordre de 2 400 MW (1) et le portefeuille d'EDF porte une grande partie de cette thermo-sensibilité. Par ailleurs, en fonction de l’hydraulicité, l’amplitude de production hydraulique au périmètre d’EDF entre deux années extrêmes peut atteindre une vingtaine de térawattheures. La DOAAT s’assure à tous les horizons de temps qu’elle dispose des marges suffisantes qui lui permettront de faire face à ses engagements dans la quasi-totalité des situations. Pour cela, elle pilote un ensemble de leviers d’action : programmation des opérations d’entretien des moyens de production (notamment nucléaires), gestion des stocks (combustibles fossiles, réserves hydrauliques et capacité d’effacements clients), achats et ventes sur les marchés de gros via EDF Trading, chargé de l’accès aux marchés pour le compte de la DOAAT (voir section 1.4.6.3 « Optimisation et trading : EDF Trading »). La DOAAT gère également l’exposition du portefeuille amont/aval d’EDF aux variations de prix des marchés de gros de l’énergie (électricité, gaz, charbon, produits pétroliers) et du marché des permis d’émission de CO 2 , en s’appuyant sur EDF Trading. Sur le périmètre d’EDF en France continentale, la DOAAT assure vis-à-vis de RTE le rôle de « responsable d’équilibre ». Dans ce cadre, EDF s’engage à compenser financièrement RTE en cas d’écart sur son périmètre d’équilibre. L’optimisation consiste à proposer à RTE un programme d’offre équilibré avec la demande, qui permette de minimiser le coût de fourniture des engagements contractuels d’EDF. Contrats d’achat et de vente 1.4.3.2 d’électricité de long terme EDF entretient des relations commerciales au travers de contrats d’achat ou de vente d’énergie avec des opérateurs européens. Ces contrats sont de plusieurs natures et confèrent : des droits à l’énergie produite par des installations, essentiellement nucléaires, ■ dans lesquelles les contreparties détiennent une participation sur la durée d’exploitation de l’installation (voir section 1.4.1.1.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France ») ; des droits de tirage pour une puissance électrique totalement ou partiellement ■ garantie, d’une durée généralement comprise entre 15 et 25 ans.

Source : RTE. (1)

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